“石油资源”公司总经理谢苗·加拉古利近日就俄罗斯难采储量的开采前景，向《商业人》传媒集团发表了多项评论。

为了防止2030年后石油产量下降，俄罗斯正加快推进难采储量的开发工作。例如，如果将巴任组地层以及处于开采后期的传统油田资源全面纳入工业开发行列，俄罗斯的技术可采石油储量有望增加约500亿吨——“石油资源”公司对此深信不疑。然而，要用这些新资源替代传统储量，就必须每年投入数百亿卢布用于新技术研发，其中包括热化学处理技术，这项技术可在一定程度上“制造”出新的轻质原油储量。 石油公司普遍认为，若无税收激励政策的支持，如此规模的投资几乎难以实现。

图片来源 kommersant.ru
近年来，俄罗斯的石油开采结构发生了显著变化。随着传统油田资源逐渐枯竭，难采储量在总体产量中的占比持续上升。此类资源包括秋明组、阿奇莫夫储层、侏罗纪以前地层的原油资源，以及巴任组、多马尼克组、阿巴拉克组和哈杜姆组等地层中的储量。这些油藏要么位于地质条件复杂、渗透率极低的岩层中，要么石油本身具有高粘度或高密度，因此必须采用特殊的开采技术和税收机制。 以卢克石油公司开发的亚列格油田为例，由于该地石油极为稠密，只能通过矿井开采并借助蒸汽加热进行提取。

据俄罗斯联邦自然资源署估算，巴任组的可采储量约为3.5亿吨，其中97%的储量位于汉特-曼西自治区-尤格拉境内，但当前年产量不足100万吨。阿巴拉克组的储量主要分布在西西伯利亚，总量超过1.7亿吨，而2019年产量仅约为300万吨。多马尼克组的开采情况也类似，其分布区域主要为季曼-佩乔拉和伏尔加-乌拉尔两个油气盆地。尽管自然资源署评估其石油储量超过2.4亿吨，但年产量仅为数十万吨。目前，储量最大的是秋明组，超过34亿吨，同时，该地层也是最早实现工业化开发的层系之一，相关开采技术已积累逾20年经验。

与此同时，重质原油储量正在迅速增长。正如俄罗斯自然资源部在2023年1月1日发布的《俄罗斯矿产资源基础状况报告》中指出的那样，在2013年至2022年九年间，重质原油储量增长了30%，年均增长率约为3%。根据国家矿产储量委员会的数据，截至2023年初，俄罗斯全国石油资源中有52%属于难采资源，其总储量达到165亿吨。

在当前的石油开采结构中，难采资源在石油产量结构中占比为32%（其中大陆架项目占2%）。俄罗斯副总理亚历山大·诺瓦克（亚历山大·诺瓦克）曾预测，到2050年，这一比例将升至70%。与此同时，俄罗斯能源部第一副部长帕维尔·索罗金（帕维尔·索罗金）在“俄罗斯能源周”论坛上表示，这一比例可能会更高。他指出，截至2024年，俄罗斯约有三分之二的石油产量可归类为难采资源，且这一比例仍将持续上升。到2030年，预计将超过80%。

索罗金副部长强调，成功开发难采油田是俄罗斯实现5.4亿吨年产量目标的关键因素之一。国家矿产储量委员会主席伊戈尔·什普罗夫（伊戈尔·什普罗夫）也表示，要实现新《能源战略》中的产量目标，俄罗斯需依靠技术发展增加70亿吨难开采油气资源储量，同时还需通过具有经济效益的地质勘探新增40亿吨储量。

孤军难采厚层油

“多年来，各家公司一直在努力开发本企业油田中的难采油气资源，但这项工作并不总是系统推进的。由于市场行情波动，加之许多油田拥有大量易采储量，企业需维持经济效益指标，这些因素导致许多本具有前景的难采油气资源开采技术未能得到充分发展。尽管如此，开采工作仍在继续，并且到了2025年，鼓励企业积极开发这类资源的激励机制，比10年前甚至15年前都多得多。”

——石油及石油产品供应商“石油资源”公司创始人兼总经理谢苗·加拉古利（谢苗·加拉古利）表示。

图片来源 kommersant.ru
目前，俄罗斯几乎所有大型石油天然气公司都在从事难采油气资源的开发工作。比如，“俄罗斯石油公司”名下拥有120多个这类区块，钻井总数超过4800口。该公司旗下储量最大、产量最高的难采资源子公司是“尤甘斯克石油天然气有限责任公司”，其登记储量超过10亿吨。“鞑靼石油公司”所在的区域则拥有大量高黏度油资源。“卢克石油公司”旗下约6%的储量属于难采资源，目前正专注于开发分布在乌拉尔山以东的巴任组地层。此外，卢克石油还与鞑靼石油公司以及“俄罗斯天然气工业石油公司”携手，通过合资企业“新石油开采技术公司”，共同推进复杂储层的开发项目。

为了支持俄罗斯石油行业的本土企业，政府于2021年9月批准实施联邦项目《难采油气资源开发技术》，项目有效期至2025年。该项目旨在发放专项许可，设立技术试验场，用于开发地质研究、勘探和开采相关技术，并可享受一系列税收优惠政策。优惠政策适用于阿巴拉克组、阿奇莫夫组、巴任组、多马尼克组、哈杜姆组、库姆-克列斯京组、西西伯利亚地区的古生代沉积层，以及超高黏度原油资源的开发。

截至2023年1月1日，政府已发放10项许可证，用于开发难采油气资源的地质研究、勘探与开采技术，涉及以下地区和油田：萨马拉州（南涅普里科夫油田）、斯塔夫罗波尔边疆区（阿奇库拉克、奥泽克-苏阿特、普拉斯科维、列斯诺耶油田）、鞑靼斯坦共和国（舍古尔钦、别列佐夫、克拉斯诺戈尔斯克油田）以及汉特-曼西自治区（克拉斯诺列宁斯克、索尔海姆油田）。相关许可证分别发放给俄罗斯天然气工业石油公司、俄罗斯石油公司、鞑靼石油公司以及“斯塔夫罗波尔石油天然气有限公司”。

据政府评估，该项目已初见成效。副总理亚历山大·诺瓦克表示，自2017年启动巴任组储量开发项目以来，至2024年底，汉特-曼西自治区巴任组难采石油的开采效率已提高三倍。同时，单位开采成本在同一时期下降了3.5倍，降至每吨8500卢布。诺瓦克副总理还指出，该地区所开发出的多项技术具有广泛的适应性，有望应用于其他难采储层，包括阿奇莫夫组和秋明组沉积层。

技术短板制约发展

“但要让巴任组的进一步开发真正成为推动俄罗斯石油产量增长的驱动力，前提是必须引入全新的技术。自从西方国家对俄罗斯实施制裁、‘四大’国际油服公司中的哈里伯顿和贝克休斯退出俄罗斯市场后，这一需求变得尤为迫切。如果无法摆脱对国外高端设备的依赖，到2030年，俄罗斯的石油产量可能每年减少5000万至1亿吨。”

——石油及石油产品供应商“石油资源”公司的专家指出。

业内专家认为，当前最紧迫的挑战是替代那些俄罗斯几乎100%依赖进口的关键服务。其中包括可控导向钻井系统、海上钻井技术、地质勘探类软件、钻井过程中的测井系统和随钻测井设备。此外，还有一些先进的开采强化技术亟待实现国产替代，例如用于无水基多段压裂的高科技设备和工艺。

目前，俄罗斯对进口技术的高度依赖，严重限制了海上油气资源的开采和进一步发展。不仅是在北极等尚未充分开发的偏远地区，即便是像萨哈林和里海这些相对勘探较为充分的海域，也因技术和装备不足而受限。尽管这些区域拥有巨大的油气储量，但目前的产量仅占俄罗斯全国石油产量的4%至6%。浮式钻井平台中约有90%依赖进口，海上开采设备和保障船只约80%来自国外。此外，用于油气勘探和开采的专业软件也高度依赖进口，其比重高达70%。

自主技术的潜力

“俄罗斯在自主研发油气开采技术方面并非起步于今日。其中一部分技术早在2010年就已开始测试，另一部分目前已进入研发的最后阶段，计划于2028年进行试验验证。西方制裁反而加快了这一进程。”

——石油及石油产品供应商“石油资源”公司的专家表示。

在目前正在研发的多种技术中，公司认为最具前景的是热化学作用技术。该技术适用于几乎所有类型的石油资源，并能够显著提升从最多4000米深的地层中采油的效率——无论是天然沥青、重油、高黏度油，还是中轻质原油。分析人士指出，从经济角度来看，该技术在新油田开发中最为高效，但同样也可以应用于老油田，例如用于开采那些含水率高、已部分开采过的油藏，这类区域本质上就是“微型难采油气区块”。

“热化学作用技术最初的研发目标，就是为了实现对巴任组地层的工业化开发。其原理是在含油页岩层中注入高温（井口温度可达550°C）、高压（最高可达60兆帕）的超临界水作为作业介质。”

——石油及石油产品供应商“石油资源”公司的分析师解释道。

事实上，这项技术不仅可以提高已有地层中石油的采收率，还能够通过转化含油母质岩中的干酪根，在地层内部“生成”新的油气资源。干酪根是一种存在于生油岩中的有机物质，在高温高压的条件下，可以转化为液态和气态烃类物质。生成的主要是轻质原油，而原本稠重、几乎不流动的巴任组沥青质原油在这一过程中会发生分子结构的改变，转化为较为轻质的石油。这一转化过程依赖于地层内的“干馏反应”，特别是“原位热解”机制的实现。

“也就是说，自然界需要几千万年才能完成的过程，通过热化学作用技术，在地层中只需几小时，甚至几分钟即可实现。“石油资源”公司计划于2028年参与在巴任组地层开展的热化学作用技术的试验性工业应用，并为石油开采企业提供完整的油服服务支持。随后，还需要两到三年的时间，来筹备该技术成套装备的大规模产业化生产。也就是说，大自然原本需要数千万年才能完成的过程，在应用热化学作用技术的情况下，在地层中仅需几小时，甚至几分钟就能实现。”

——“石油资源”公司总经理谢苗·加拉古利表示。

“石油资源”公司的分析师认为，在未来四到五年内，如果成功推广前沿新技术，并进一步提高俄罗斯本土油服服务的市场份额，全国石油年产量有望实现2500万至3000万吨的增长。

首先，石油产量的提升将主要依赖于提高西西伯利亚地区老龄高含水油田的单井产能，并积极启动这些油田剩余完整区块的开发。此外，随着新技术的应用，企业将有望在工业化开发巴任组地层时，逐步摒弃长水平段的水平井，转而采用水平段较短（不超过400米）、压裂次数有限的短水平井。

“目前，俄罗斯在A1 + B1 + C1类别下的技术可采石油储量为191亿吨。如果能够全面开发难采油气资源，理论上可将储量增加至多500亿吨。就巴任组开发所需的关键技术而言，在油价为每桶75美元的条件下，未来十年每年所需投资约为900亿卢布。”

——“石油资源”公司的分析师表示。

在“石油资源”公司看来，如果上述条件得以满足，预计将在巴任组地层钻建约1400口油井（每年约144口），每口井的平均生产周期为五年。根据专家估算，十年累计产油量将达到7000万至7500万吨。

开采亟需政策支持

然而，正如俄罗斯石油天然气领域的主要企业多次指出的那样，在没有税收激励措施的前提下，开发非常规储量的复杂油田几乎无法实现。其中一项关键机制是对油气资源开采增值部分征税的“额外收入税”。该税种是对纳税人在特定矿区从事原油、凝析油、伴生气和天然气开采过程中所获得的额外收入部分征收的。其税率为50%。这一额外收入税机制允许企业将税负推迟至真正获得实际利润之后再缴纳，因此显著提高了开发难采资源的投资吸引力。

自2024年起，若某一区块年度石油产量中高黏度和超高黏度原油占比不低于70%，则该区块的使用方可适用“额外收入税”征收机制。

与此同时，俄罗斯财政部副部长阿列克谢·萨扎诺夫表示，财政部最早将在2027年之后，才可能考虑出台进一步支持难采油气资源开采的激励措施。他指出，2023年俄罗斯石油行业享受的税收优惠总额约为1.7万亿卢布，其中约1万亿卢布来自于“额外收入税”机制。

在此背景下，萨扎诺夫强调，目前针对新油田的税收优惠政策已相对充足，但如果企业采用的是资金密集型的提高采收率技术，也不排除未来就额外支持措施展开讨论的可能性。国家矿产储量委员会主席伊戈尔·什普罗夫指出，针对难采资源寻找全新的技术解决方案，将有望使额外的184亿吨石油储量实现商业化、具备经济开采价值。

资料来源 kommersant.ru